sistemas automatizacion subestaciones

8/19/2019 Sistemas Automatizacion Subestaciones

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FUNDAMENTOS DESMART GRIDS

LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL. I.E., M.Sc.


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Sesión 10

Sistemas de Automatización de SubestacionesSAS

LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL. I.E., M.Sc.


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El sistema eléctrico depotencia

Interconexión de máquinas eléctricas Sistema de suministro y transporte de

electricidad


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Convencional: Redes de distribución operadas en unasola dirección.


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Objetivo: Redes de distribución deben responder más rápido y conmayor frecuencia a cambios en direcciones de generación y flujo decarga, por el incremento de autogeneración de energía eólica yfotovoltaica.


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Subestación eléctrica

Nodo de un sistema eléctrico de potencia.

Dotado de equipos de: maniobra, control,

medida, protección y comunicaciones

Con los cuales se hace posible modificar latopología de dicho sistema para atender:

Consignas operativas, Aislar eventuales condiciones de falla Adelantar tareas de mantenimiento.


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Los equipos de maniobra son básicamentetres:

Interruptor Seccionador Cuchilla de puesta a tierra

La diferencia fundamental entre ellos y quecaracteriza su empleo, radica en sus capacidadespara abrir o cerrar circuitos.


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Unidad operativa básica:Agrupación seccionador - interruptor – seccionador,denominada también campo o bahía.


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Smart Grids

“Sistemas de entrega de electricidad desde elpunto de generación al punto de consumo,integrados con las comunicaciones y tecnologías

de información, que permiten ampliaroperaciones de la red, servicios a los clientes ybeneficios ambientales”

United States Department of Energy (DOE)


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Smart Grids

Visualizan los sistemas eléctricos desdeperspectiva de gestión tecnológica, económica,social y de sostenibilidad.

Nuevas tecnologías impactan la modernizaciónde las redes eléctricas.

Los sistemas eléctricos de potencia se planeanbajo los conceptos de redes inteligentes.


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Smart Grids

Smart Grid, contiene diferentes motores loscuales tienen prioridad dependiendo del paísdonde se desee implementar:

Región Motor

América de Norte Gestión de la demanda

Europa Generación distribuidaLatinoamérica Pérdidas de energía(En especial pérdidas notécnicas)


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Smart Grids

Arquitectura por Capas


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Smart Grids

Arquitectura por Capas


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Smart Grids

Arquitectura por CapasCapa 2: Infrastructure layer

Constituida por: Red para el suministro del servicio de energía Elementos de comunicación: inalámbricos (RF,

Zigbee, Wifi) o PLC (TWACS), entre el medidor yun centro de agregación cerca al usuario

Red de datos (GPRS p.ej.) entre el centro deagregación y las subestaciones Backbone de comunicaciones entre las

subestaciones a través de enlaces de fibra óptica,ADSL o Fast Ethernet.


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Automatización de sistemaseléctricos de potencia

Combinación de sistemas informáticos quepermiten:

Planear

Coordinar Operar Controlar

algunos o todos los componentes del sistema

eléctrico, en tiempo real o fuera de línea.


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SISTEMA DE CONTROL


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Automatización e Integración

Cada Empresa tiene una definición diferente:

Es solamente un SCADA para subestaciones Se refiere al equipo localizado en los alimentadores Cualquier equipo supervisado remotamente (medición y

control de capacitores, indicadores de falla)

Cualquier dispositivo automático (reconectadores,reguladores, interruptores de transferencia automática),no necesariamente controlado remotamente


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Automatización

Uso de tecnología actualizada para optimizar laoperación y facilitar la supervisión y el control

remotos de una forma económica

Funciones y aplicaciones de operación de subestacionesy alimentadores, desde SCADA y procesamiento dealarmas hasta control de tensión y potencia reactivaintegrado

Optimizar el manejo de las inversiones y mejorarla eficiencia de operación y mantenimiento conmínima intervención humana


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Integración

Incorporar funciones de protección, control y

adquisición de datos en un mínimo deplataformas para reducir:

Costos de inversión y de operación

Espacio para paneles y cuarto de control Equipo y bases de datos redundantes.


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La integración de sistemas es compleja ...


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... Esto es más simple ...


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Normas de interfaz son la clave


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Integración

F

u t ur o

I E C 6 1 8 5 0

IEC 61970 CIM,

CCAPI

Herramientas &

componentes

Comunicaciones

y creación de redes

Medición automatizada y

Sistema de informaciónAMIS

Centros de control de sistema

Instrumentación de estación,

control y automatización

UTR’s

Protección / PQ /

Controladores de bahía


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Call Control Application Programming Interface - CCAPI


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Call Control Application Programming Interface - CCAPI


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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS

SISTEMA DE CONTROL

Su diseño incluye dimensionar los elementos necesariospara visualización parcial o total de la subestación, con el

fin de tomar decisiones para su comando, así:

Señalización de alarmas Emisión de reportes

Alerta, mediante señales audibles, de alguna anomalíadel sistema. Almacenamiento y procesamiento de datos para análisis

futuros.


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Control convencional concentrado


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Sistema de control

Interfaz entre el operador y los equipos desubestación.

Puede desglosarse en: Mandos (Apertura, cierre) Enclavamientos Señalización Interposición Sincronización Regulación de tensión


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Sistema de control

El control primario de la subestación es de doscategorías:

1. Operación de rutina normal por comandos deloperador con la ayuda de los sistemas decontrol analógico y digital.

2. Operación automática por la acción de losrelés de protección, sistemas de control ycontroladores de bahía.


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Funcionamiento automatizado de la subestación integra:

Sistema de control Sistema de protección Sistema de medida

La mayoría de las funciones están integradas en elsoftware del computador de subestación: Maniobra

automática, grabación de eventos secuenciales,compilación de la energía y otros informes.

Software de diseño modular facilita incorporación denuevas funciones.


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Sistema de Control

Incluye recopilación de datos, análisis, reporte y registrode eventos, control de tensión, control de potencia, control

de frecuencia, etc.

Acciones de maniobra por control remoto desde sala decontrol: auto cierre de interruptores, funcionamiento deseccionadores, cambiadores de derivaciones bajo carga.

Las operaciones secuenciales, como transferencia de cargade un barraje a otro, deslastre de carga, son atendidas porel centro de control.


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Sistema de protección

Incluye detección de condición anormal, anuncio decondición anormal, alarma, disparo automático, protección

de respaldo, señalización de protección.

La comunicación entre interruptores, seccionadores yreconectadores en los circuitos de distribución primaria ysecundaria situados en el campo y el computador de

subestación en la sala de control, se realiza a través detelecontrol vía radio o canales de portadora por línea depotencia o de fibra óptica, como sea factible.


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Control y Protección

Configuración Control convencional: Centralizado, Distribuido

Control digital: Centralizado, Distribuido Control coordinado Control integrado


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Sistemas de información Comunicaciones

Redes de área local Protocolos de comunicación Medios de comunicación Modos de control Arquitectura


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Diagramas de principio Circuitos y lógicas de control

Relés auxiliares Contactores Elementos de temporización Enclavamientos Secuencias de maniobras

Circuitos de cierre y apertura de interruptores y seccionadores Circuitos de corriente y tensión


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IHM(Interfaz Hombre

Máquina

Panel LocalSelectores y luces

Sincronización

ProtecciónTransformador

Protección Generador

Unidades deControl

Relés de Disparoy Auxiliares

Bloques

Terminales paraI/O(Entrada/Salida)


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Las funciones de supervisión, control y protección se llevana cabo en la sala de control de la subestación.

Variables básicas relacionadas con el control de la

subestación y la instrumentación, son: Tensión yfrecuencia de barrajes, carga de líneas, carga deltransformador, factor de potencia, flujo de potencia activay reactiva, temperatura, etc.

Los gabinetes de control y relés de protección instaladosen la sala de control junto con los controladores de bahía,ayudan al funcionamiento automático de: Interruptores,cambiadores de derivaciones, reconectadores y otrosdispositivos, durante fallas y condiciones anormales.


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Automatizar la subestación significa tener una red dedistribución interactiva e inteligente: Mayor rendimiento y confiabilidad del sistema de

protección.

Mayor capacidad de registro de eventos y fallas, paraayudar en análisis post mortem. Visualización de información de la subestación en tiempo

real en un centro de control. Maniobra y control remoto.

Aumento de la integridad y la seguridad de la red deenergía eléctrica incluyendo funciones avanzadas deenclavamiento.

Funciones de automatización avanzadas, como deslastreinteligente.


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Los requisitos generales para la selección de un sistemade automatización de una subestación nueva son:

El sistema debe ser adaptable a cualquier fabricante

de hardware. Incorporar arquitectura distribuida para minimizar el

cableado. Debe ser flexible y fácil de configurar por el usuario.

La unidad de subestación debe incluir un computadorpara almacenar los datos y pre-procesar lainformación.


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Evolución en la transmisión de lainformación

Resultado del extraordinario desarrollo deltratamiento de la información.

Tuvo su origen en la informática, después en la

automática industrial y ahora en la gestióntécnica de edificios y de la distribución eléctrica(GTB y GTE).


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Evolución en la transmisión de lainformación


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Sistema de Gestión de Protecciones - SGP

Implantación de una red de telecontrol de

equipos de la red eléctrica, que recoge lainformación de dichos equipos y la centraliza enuna estación para su administración.

Diseño personalizado dependiendo de lasnecesidades y de la modernidad del equipo deprotección existente.


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Qué significa esto?

GESTIÓN:

Administración Gerencia Intervención o Trámite para conseguir algo.

(Pequeño Larousse Ilustrado)


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La vida real

GESTIÓN: Acceso Captura de datos

Manejo de inventario Disminución de trámites Centro de Servicios Consulta en línea: Procedimientos, Manuales


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Arquitectura del Sistema :


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Arquitectura del Sistema :Estrategias

INTEGRACIÓN

1 DISPOSITIVO / N FUNCIONES

COORDINACIÓN

M DISPOSITIVOS / N FUNCIONES

Arquitectura del Sistema :


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INTEGRACIÓN DE DISPOSITIVOS COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS

REDUCCIÓN DEL NÚMERO

DE DISPOSITIVOSMaximiza partes comunes (Ej.: CPU)Minimiza Espacio y Partes de Repuesto

RE-UTILIZA DISPOSITIVOS EXISTENTES

Gran volumen de dispositivos sencillosCapacidad de Múltiples Suministradores

Arquitectura del Sistema :Estrategias


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INTEGRACIÓN COORDINACIÓN

BAHÍA GIS

1 Controlador de Bahía integrandoInterruptor y seccionadores(Un fabricante)

BAHÍA AIS

1 Controlador de Bahía1 Dispositivo de monitoreo de interruptor N dispositivos de monitoreo de seccionadores

(Varios fabricantes)

Funciones de Control y Monitoreo


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Breve historia: Primeras UnidadesTerminales Remotas - UTR


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Reducen el costo en la operación de la subestación:

Subestaciones no atendidas Algunas capacidades de automatización. Ejemplo:

Enclavamientos.

Aunque centralizan información no cooperan con lasprotecciones


Beneficios de la


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Beneficios de laComunicación

REDUCCIÓN COSTOS en HARDWARE, ESPACIO Y PRUEBAS

Eliminación de redundancia innecesariaEjemplo: Cableado de posición de interruptor

RTU

SOE

Mímico

P

P

EnlaceSerialhacianiveles

superiores

DIGITALCONVENCIONAL

4-5 enlaces

1-2 enlaces

Beneficios de la


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Beneficios de laComunicación

Intercambio de información

INFRAESTUCTURA PARA ANÁLISIS, MANTENIMIENTO YRECONFIGURACIÓN

RTU

SOE

Mímico

P

P

Posiciones,

Control, Ajustes,Oscilografía,Estado deldispositivoEstados,

Control P

DIGITALCONVENCIONAL


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Análisis de Registro de Eventos Archivos de oscilografía son :

Registrados por las protecciones Automáticamente presentados en el IHM Analizados en el IHM

Aplicaciones de


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Aplicaciones deAutomatización

Protecciones Subestaciones y Telecontrol Calidad de Energía

Aplicaciones de


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Objetivo

Realizar la gestión, desde una interfaz hombremáquina, de los relés de protección conposibilidad de comunicación instaladosactualmente en el sistema eléctrico optimizando

al máximo costos y recursos.

Aplicaciones de


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Beneficios

• Mejor control y supervisión del sistema.• Reportes para análisis de eventos y fallas.

• Sistema abierto y configurable.• Amigable y Fácil de usar.• Compatible con cualquier sistema operativo

(Windows).

• Con posibilidad de acceso por Internet(Internet Explorer).

A it t Si t d C t l


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Arquitectura Sistema de Control

Nivel 3: Sistema de acceso yreporte a estaciones remotas.Nivel 2: Conformado por lainterfaz hombre máquina usadacomo central de procesamiento

de datos.Nivel 1: Conformado por losDEI’s usados para la adquisiciónde datos.

Nivel 0: Conformado por losequipos de maniobra(interruptores y seccionadores)

A it t Si t d C t l


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Conexión directa:Relés de protección interrogadosdirectamente a través de variospuertos de comunicación. Latransferencia para la adquisición de

datos es mas rápida y ofrecemenos puntos de falla del sistema.

Conexión por Multiplexor :Relés de protección interrogados

indirectamente a través de unequipo concentrador con un puertode comunicaciones transparente, laadquisición de las señales lleva unretardo.


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IEC 870-5

IEC 870-5

Profibus IEC

Enlace víaMODEMtelefónico


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Configuraciones Básicas

Aplicaciones de


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Características de Equipos

• Relés de Protección.• Red de Comunicación de Datos.

• Estación de Operación y Control.

• Software de Aplicación.


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Relés de Protección

Numéricos o micro-procesados con funciones ypuertos de Comunicación: 1 Frontal para configuración local.

2 Traseros para la red de explotación de datosy configuración remota. 1 Puerto de sincronización para fecha y hora

(GPS o por PROTOCOLO).

Puede almacenar datos de eventososcilográficos presentados en sistema, antes,durante y después de una falla.

Maneja protocolos estándares OSI del ISO.


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Red de Comunicaciones

Tipos: RS-232,

RS-485, RS-422y/o Ethernet.

Topologías: Bus,Anillo, Estrella yconfiguracioneshibridas.

Permite interconectar físicamente todos y cada unode los dispositivos que conforman el sistema para elintercambio de datos.


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Estructuras de Comunicación

Unidad Central Unidad Central

Estructura Estrella con F.O.(alternativa con RS232)

Estructura Bus RS485(Eléctrica)

Anillo Doble FO(Anillo Sencillo FO)

IEC 60870-5-103 PROFIBUS

Unidad Central

SINECOLM

RS485

Estación de Operación y


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Estación de Operación yControl

Función: Señalizar alarmas,

reportes y alertar medianteseñales audibles alguna anomalíadel sistema. Almacenar yprocesar datos para análisisfuturos.

Conformada por un PC consistema operativo de tiemporeal sobre el cual corre elsoftware de aplicación.

Contiene los elementos necesarios para la visualizaciónparcial o total de la subestación, con el fin de tomardecisiones para su comando.


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Infraestructura convencional

Relés protección digital

Red de Comunicaciónde datos RS-485.

Estación de Operacióny Control (IHM-PC).

é


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Infraestructura numérica

Relés protecciónnumérica

Red de Comunicación dedatos Ethernet.

Estación de Operación yControl (IHM-PC).

Sincronización

Fecha/Hora. Software de Aplicación.

(Desarrollo)


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Sistema de control

Software de AplicaciónConformado por los programas de control necesarios parael monitoreo del sistema, como: SCADA: (Supervisory Control and Data Accquisition)

SOE: (Sequence Of Events) COMUNICACIONES


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Sistema de control

Componentes de SCADA

1. Interfaz hombre-máquina (HMI)Presenta los datos de proceso a un operador humano, y por medio deesto, el operador humano supervisa y controla el proceso.

2. Supervisión del sistema (computador)Reúne datos del proceso y envía comandos para el proceso.3. Unidad Terminal Remota (UTR)Se conecta a los sensores en el proceso, convierte señales de lossensores a datos digitales y envía datos digitales para el sistema desupervisión.

4. ControladorDispositivo de campo, más económico, versátil, flexible y configurableque UTR de propósito especial.5. infraestructura de comunicaciónProporciona conectividad con el sistema de supervisión de las UTR


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Desarrollo Aplicación SCADA

SCADA: (Supervisory Control and Data Accquisition)

Software encargado de supervisar los cambios deestado instantáneos de las variables digitales y

analógicas del sistema.


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D ll A li ió SCADA


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Bitácora

Accesos directos

Iconos

Pantalla Principal

D ll A li ió SCADA


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El sistema SCADA cobijará los relés numéricosque se han adquirido y los nuevos que sevayan a seguir adquiriendo.

Configuración de DEI´s (DispositivosElectrónicos Inteligentes), puntos analógicos ydigitales, para supervisión y control.

A instalar sobre una consola de operación

previamente definida. Interfaz con el software de comunicaciones,

para manejo del protocolo.


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Desarrollo Aplicación SOE

SOE: (Sequence Of Events)

Software encargado de supervisar los eventosgenerados en el comportamiento de las

señales eléctricas en función del tiempo.

ó


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Estado Relés deprotección

Estado Multiplexor

Gráfico de eventos

Últimos 20 Eventos PantallaPrincipal


D ll A li ió SOE


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El software descargará automáticamente loseventos encontrados en cada uno de los relésorganizándolos por fecha y hora de generación.

Configuración del nombre, cantidad de relés ynúmero de eventos a almacenar por cada relé.

Se podrán hacer análisis rápidos y oportunosdel sistema.

Interfaz con el software de comunicaciones,para manejo del protocolo.

Desarrollo Aplicación


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Desarrollo AplicaciónComunicaciones

COMUNICACIONES:Soporte del SCADA y SOE para la adquisición dedatos, el cual a través de un protocolo permiteintercambio de información entre equipos dediferentes marcas.



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Configuración de Comandos

Configuración deCanales

Descripción detallada detelegramas



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Se utilizan protocolos industriales comoMODBUS RTU para intercambio.

La configuración de comandos dependerá de

los requerimientos de cada sistema.Se podrán monitorear y consultar los

telegramas entre la estación maestra y losrelés de protección.

Qué es un Protocolo?


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Conjunto de reglas necesarias para hacercooperar entidades generalmente distantes, enparticular para establecer y mantenerintercambios de información entre dichas

entidades.

Corrientemente se habla de «protocolo a nivelaplicación» o «protocolo de acceso al medio».



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Modelo 7 capas OSI de ISO

(2) Enlace

(1) Física

(4) Transporte

(3) Red

(5) Sesión

(7) Aplicación

(6) Presentación


Un sistema de comunicación sólo trabajará sitodas las capas están definidas (Así algunas nose utilicen)

Ejemplos:

IEC 60870-5-103:Capas 1,2,7+ capas definidas por elusuario; 3,4,5,6no utilizadas

PROFIBUS FMSCapas 1,2,7 definidas; 3,4,5,6 capas noutilizadas definido por el usuario

Ethernet:Sólo las capas 1 y 2 están definidas

Ethernet con TCP/IP:Capas 1,2,3,4 definidas; 5,6 no utilizadas,capa 7+ no definifda por el usuario

DNP3.0Capas 1,2,7+ definidas por el usuario;3,4,5,6 no utilizadas

Capa de usuario

• Un protocolo define la estructura, contenido y operación deuna interfaz de comunicación.

Ejemplo: Modo de definición de acceso a la capa 7 de ISO/OSI

Diferentes Protocolos en


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Diferentes Protocolos endiferentes niveles

Protocolosnormalizados: IEC 60870-5-101

Centro de control ysubestación

IEC 60870-5-103Subestación y bahía

Switchgear

Control Centre Level

Process Level

Bay Level

Substation Level

• Utilizados entre o al interior de diferentes nivelesdel sistema de potencia: Entre Centro de Controly Subestaciones o entre Sistema de control desubestación y DEI‘s

Características de protocolos de


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Características de protocolos deComunicación

IEC 60870-5-103

PROFIBUSFMS

PROFIBUSDP

DNP3.0 Modbus

Alarmas / EventosRelé Unidad Central

Contime stamp

Contime stamp

Comandos (UnidadCentral relé)

MediciónReléUnidad central

Sincronizaciónde tiempo

Separateport

Ajuste ProteccionesUnidad centralRelé

Registro de fallasReléUnidad central

Con

time stamp

Separateport

Separateport

Separateport

Separateport

Separateport

Separateport

Separateport

Separateport

S l ió d P t l


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No todos los dispositivos soportantodos los protocolos

Fácil integración

Funciones de protección a través depuertos independientes

Selección de Protocolos

MODBUS IEC 60870-5-103 DNP 3.0 UCA 2.0 IEC 61850


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Selección de Protocolos

Conitel Harris 5000 Modicon MODBus IEC 60870-5-103 DNP (Distributed Network Protocol) UCA (Utility Communication Architecture) MMS (Manufacturing Message Specification) ICCP (Intercontrol Center Communications

Protocol) IEEE TR1550 IEC 61850

Información Adicional en


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Información Adicional enProtocolos

General: Disponibilidad (Cuáles protocolos están

disponibles en cada DEI) .

Comunicación de acuerdo a IEC 60870-5-103 Notas de aplicación para la integración en

otros sistemas Cantidad de información (DEI específico

Ver manuales)



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MEDIOS DE COMUNICACIÓN:

Soporte físico de un canal de transmisión de

información (por ejemplo, un par trenzado);normalmente conocido como «BUS».

ó


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Medios De Comunicación

ARDIS (Advanced Radio Data InformationService)

Teléfono: ISDN (Integrated Services DigitalNetwork), DSL (Digital Subscriber Loop), T1,

Celular (CDPD, PCS, TDMA, GSM) Portadora por Línea de Potencia Microondas Fibra Óptica

MAS (Multiple Address System) IEEE 802.11 (Wireless LAN) IEEE 802.16 (Broadband Wireless Access)

Comunicación en Subestaciones


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7

Protección & Control

Nivel de subestación

1,6

Nivel de bahía

4,5

Teleprotección TeleprotecciónInstrument transformer, switchgear Instrument transformer, switchgear

1,6

Servicio

Telecontrol

Control de Subestación

8

24,52

1 Protección – Nivel de control de subestación

2 Tele protección

4 Transformadores de medida

5 Sensores y actuadores digitales

Protección & Control 9

6 Control de bahía – Control de subestación

7 Servicio técnico

8 Comunicación entre bahías

9 Sincronización de tiempo

Interfaces de Comunicación


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Interfaces de Comunicación

Remote relay interface 1synchr./asynchr. N x 64kB/sec

Remote relay interface 2

synchr./asynchr. N x 64kB/secor process bus

Time synch. interfaceGPS receiver

Service interface DIGSI; locallyor via modem

FrontinterfaceDIGSI

locally

Substationcontrol

Communication moduleProfibus FMSOptical fibre or RS485

(as an alternative to module 2)

Interfacemodule 2RS485 oroptical fibre

System interface

Plug-inmodules

Interfacemodule 1

RS485 oroptical fibre

Tiempo de Sincronización:


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Opciones

IRIG-B

hopf6870G05

GPS

Uso de reloj interno (Con batería)+ No requiere equipos adicionales- Precisión, requiere ajuste manual

Minute impulsos en entrada binaria+ Sencillo, buena precisión- Requiere ajuste manual

Receptor GPS con salida IRIG-B+Excelente precisión

- Requiere un receptor

Sincronización de tiempo

a través de interfaz del sistema

+Excelente precisión sin equipo adicional- Sólo con el sistema de automatización dela subestación

Reloj detiempo realincorporado

Antena

Receptor

Sistemas de Automatización


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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones

DEI´s: Dispositivos Electrónicos Inteligentes

Cualquier dispositivo que incorpora uno o más procesadores con lacapacidad de recibir datos o enviar control desde o hacia una fuenteexterna

Relés Digitales Medidores Electrónicos Multifuncionales Controladores de Dispositivos Anunciadores Digitales de Alarma Registradores Digitales de Fallas (DFR) Registradores de Secuencia de Eventos (SOE)

Controladores Lógicos Programables (PLCs) Unidades Terminales Remotas (UTRs

IED = Intelligent Electronic Device



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Características de los DEIs Tipos de datos

Datos tipo SCADA barridos periódicamente Datos históricos, requeridos a demanda para análisis

Filtro de Datos

Habilidad para escoger los valores de datos deseados (dependedel DEI y el protocolo) Debe ser efectuado en el DEI (no en módulo de interfaz)

Otras Características Cada DEI debe tener una dirección individual Prioridad de cálculos: a demanda o continuo

Comunicaciones Soporte de protocolos: DNP 3.0, Modbus, IEC 60870-5-101 y 103,

UCA 2.0 e IEC 61850 Velocidad: componentes Ethernet que detecten automáticamente

tráfico de 10 o 100 Mbps



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Módulos de interfaz de DEIs Arquitectura

RS-232 Comunicaciones punto a punto Velocidad de 9.6, 19.2 o 38.4 Kbps

RS-485/Fiber Capacidad multi-drop Línea de comunicaciones compartida

Disponibilidad de Datos Algunos dispositivos solo calculan ciertos datos cuando efectúan el

barrido cíclico ( polling) Dispositivos necesitan calcular antes de reportar Ciertos DEIs pueden tomar varios segundos

Poner funcionalidad en los DEIs Direccionabilidad, conversión protocolos, reporte por excepción,

config. remota, cálculos, estampa tiempo



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Responsabilidades de los SAS

Interfaz de DEIs Recolectar lecturas y notificaciones de eventos de DEIs

(barrido, reporte por excepción, no solicitado)

Poblar el repositorio de datos Procesar los datos y pedidos de control de los usuarios y

del repositorio de datos Proveer interfaz genérica a los DEIs, independiente de los

proveedores Conversión de protocolos de DEIs

DNP 3.0, Modbus, Modbus Plus, IEC 870-5, IEC 61850 Soporte de intercambio de datos y control para el repositorio

de datos Soporte de ambiente para aplicaciones



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Aplicabilidad de Sistemas Abiertos

Normas “de jure” (Por virtud o por ministerio del derecho o de la ley)y “de facto” (De hecho. Sin ajustarse a una norma previa).

Mejoran o reemplazan completamente un SAS

No se depende de un solo proveedor para completar laimplementación SAS y DEIs de diferentes fabricantes intercambian y comparten

información Beneficios

Mayor ciclo de vida esperado del SAS a través de mejoras

disponibles de múltiples proveedores Componentes de terceros fácilmente disponibles Menor costo Evitar “islas de automatización” dentro de la subestación

(sistemas separados de control, medición, protección, registro defallas, diagnóstico de equipos)



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Arquitectura Básica

Procesador Subestación-hardware y software Hardware puede usar tecnologías abiertas como PCs, o

ser específico de proveedores, como una UTR o PLC Software puede ser abierto usando software de PC o

lógica ladder de PLC, o ser específico de proveedores,como software de UTR

Integra DEIs y soporta funciones de automatización

Contiene Base de Datos Local (de tiempo real y/ohistórica)



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Base de Datos puede ser accedida vía interfaz deusuario local, SCADA y usuarios remotos vía dial-up o

conexiones WAN Conversión de protocolo puede ser realizado como unafunción del cliente de subestación o por interfaces deDEI separadas

Conexión con puntos E/S puede ser directa o mediante

DEIs Conexiones con SCADA, interfaz de Usuario y WAN

pueden ser directas o a través de dispositivos separados



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S ste as de uto at ac óde Subestaciones


SAS

Server

IM

Corporate WAN

Substation

Automation

System

(SAS)

IED(legacy)

SCADA

RTU

IED(UCA 2.0

compliant) Time Sync

Source

IM

IM

IM

User Applications

Corporate

Data

Repository

Bridge/Router/ Gateway/

Comms Processor

Local Substation LAN

IED(legacy)

IED(UCA 2.0

compliant) IED

IED IED

Communications Link

(radio, dedicated line, etc)

IM IM

IM

EMS

Local/Remote

Individual IEDs

Local UI &

Applications

Dial-Up Link

(modem)

Local/Remote location, eg, on feeders,

or at Remote Customer Substations

Comms

Comms Processor

(direct link)

IM = Interface Module

= Other possible configurations (migration and future)

= Station environment



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de SubestacionesArquitectura y SCADA LAN Basada en Anillo de Fibra Óptica para Concentradores de Datos Estación maestra geográficamente distribuida

Servidores/estaciones de trabajo redundantes (primaria ysistemas de respaldo)

Se mantiene operando hasta la pérdida catastrófica de algúnsistema Sistemas de tiempo real e histórico interconectados por LANs Fast

Ethernet (100 Mbps) Concentradores de datos de subestación (SDC)

Soporte multiprotocolo e DEIs y manejo convencional I/O

Concentrador de Datos Redundante (RDC) Interfaz de usuario local en subestación para emergencias o

propósitos de mantenimiento



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de SubestacionesArquitectura y SCADA



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de SubestacionesProcesador de Subestación

Basado en normas de sistemas abiertos y capacidad detrabajo en red(Ethernet, X/Windows, Motif, Unix, TCP/IP)

Soporta RDBMS con capacidad SQL y computación a nivel

corporativo Provee interfaz de usuario full graphics con capacidad de

multiventanas Expandible y transportable a múltiples plataformas de

hardware (PCs, Sun)

Configuración simple para pequeñas subestaciones yredundante para grandes PLCs pueden emplearse como controladores Subestaciones “esclavas” pueden tener solo DEIs, no SAS,

reportándose a subestaciones “maestras”



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de SubestacionesPROTOCOLOS Y REQUERIMIENTOS DE LAN DE SUBESTACIÓN

Uso de protocolos estándares RSTP – IEEE 802.1 Ethernet – IEEE 802.3 (10/100 Mbps)

Token Bus – IEEE 802.4 (100 Mbps) Token Ring – IEEE 802.5 (4 Mbps) Profibus – EN 50170 (12 Mbps) FDDI – 100 Mbps

Aplicable para el ambiente de subestación (interfaz inmune a ruido) Capacidad punto a punto para funciones de protección de alta

velocidad (4 ms) Soportar transporte de archivos para configuración de DEIs y

programas de PLC Bus común para todas las E/S de DEIs y periferia Compatibilidad con el Procesador de la Subestación (no necesita

front-end )



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de SubestacionesInterfaz de Usuario

Diseño intuitivo y jerarquía eficiente de despliegue paraefectuar las actividades esenciales desde pocos despliegues

Look and feel común para todos los despliegues Evitar múltiples bases de datos

Base de datos de DEIs Base de datos de la interfaz de usuario

Biblioteca de símbolos estándares para representar losequipos y aparatos de potencia

Despliegues con funcionalidad de panel de medicionesintegrado en el sistema

Aplicaciones de terceros basadas en PC (U.S. Data FactoryLink, Real Flex, Intellution, WonderWare)



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de SubestacionesInterfaces de Comunicación Con DEIs

Adquirir datos, determinar estado operativo de DEI ysoportar protocolos

Con EMS/DMS Para que operadores del sistema operen las subestaciones EMS/DMS reciben datos del SAS a diferentes

periodicidades Con los Controles de Bancos de Capacitores

Controlar los capacitores conmutables de los

alimentadores desde la subestación Monitorear VARs en las tres fases

Con Subsistemas Estándares de Tiempo (en cada subestación,sincronizados por GPS)

Capacidad de dial-in remoto para diagnóstico



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de SubestacionesRepositorio de Datos Corporativo

Permite acceso a datos de las subestaciones, con firewallpara protección de funciones operativas

Datos operacionales y no operacionales (estudios de

ingeniería, pronóstico de carga, análisis, etc.) Debe determinar quiénes son los usuarios, la naturaleza de

aplicación, tipo de datos, frecuencia)Utility Enterprise Connection

SCADA Data to MCC Historical Data to Data

Warehouse

Remote Dial-In to DEI

Substation Automation Applications

DEI Integration Via Data Concentrator/Substation Host Processor

DEI Implementation

Power System Equipment (Transformers, Breakers)



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de Subestaciones

Enfoques de Soluciones de Proveedores

Enfoque de Proveedor Top-Down

Enfoque SCADA/UTR

Enfoque de Proveedor Bottom-Up Enfoque PC

Enfoque de Producto Orientado a Proveedor



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de SubestacionesEnfoque SCADA/UTR

Funcionalidad a nivel de Subestación CPUs en UTR barren puntos individuales E/S Tarjeta CPU o puerto por interfaz con protocolo DEI Base de Datos en UTR Puerto de UTR conectado a SCADA Programas de aplicación pueden ser escritos y cargados a la

CPU de la UTR. Algunas UTRs soportan lógica ladder o códigoC compilado

Interfaz de usuario instalada en PC conectada a la UTRcorriendo paquete abierto (Wonderware In Touch)

La interfaz WAN típicamente usa la base de datos del PC deinterfaz de Usuario en vez de la UTR

Acceso remoto vía PC e interfaz de Usuario



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Ejemplos de proveedores

GE: Substation Control System (SCS) basado enD200 & D20 UTR Hathaway Corporation: basado en DAS/4000 UTR Motorola: basado en UTR Moscad con radio

comunicaciones

Advanced Control Systems (ACS): basado UTRdistribuida OpEnConnect/7575

Telegyr Systems: basado en UTR TG5700



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Substation Control System (SCS) - GE Harris



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de SubestacionesEnfoque de PC

PC usa puertos de comunicación con DEIs La base de datos está en el PC Una tarjeta de comunicaciones conecta con SCADA Las interfaces de usuario y de WAN corren en el PC Acceso remoto al sistema vía PC Programas de aplicación pueden ser escritos y cargados en la

CPU del PC. Programas estándares de PC (Visual Basic, C yMS Access) pueden usarse para manipular datos

Interfaz de Usuario instalada en PC corriendo paquete abierto(US Data ECS, Wonderware InTouch)

La interfaz WAN usa típicamente la base de datos en el PC víatarjeta WAN



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Ejemplos de Proveedores

Tasnet: Substation Integration (SI) System Novatech: PC, & Modicon PLCs & bridge multiplex Apollo International: TransWorld PowerNet System

(PowerLink 2000 & PowerNet 2000) Doble Engineering Company: INSITE System



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Substation Integration (SI) - System Tasnet



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de SubestacionesEnfoque de Producto Orientado a Proveedor

Sistema standalone diseñado para integrar productos deun proveedor

Puede ser PC con software específico o un procesador &software de un proveedor específico Múltiples puertos de comunicación & software drivers Soporta interfaz WAN Opción de proveer una cantidad limitada de puntos E/S

individuales Base de datos e interfaz de usuario en el procesador

específico del proveedor o en un PC conectado alprocesador



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de SubestacionesEnfoque de Producto Orientado a Proveedor

Arquitectura Pricom+ ABB



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de SubestacionesEnfoques SAS Mayoría requieren PCs o nueva generación de PLCs & UTRs

para proveer la funcionalidad de base de datos e interfaz deusuario

Integración de DEIs progresando adopción de arquitectura IEC

61850 por los Proveedores UTRs inteligentes (i.e GE D20) y PCs son plataformas más

comunes Enfoque de un solo proveedor requiere menos esfuerzo de

integración, pero involucra mayores costos

Dan mayor atención a acceso corporativo o integración conotros sistemas Aplicación de sistemas depende del tipo y tamaño de

subestación y de la funcionalidad de la integración yautomatización requerida



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de SubestacionesEnfoque de Proyecto de Automatización

Componentes del Sistema Centro de control de operaciones SAS con Gateways. Adquisición de datos UTR/DEI vía DNP

3.0 sobre protocolo TCP/IP Tecnología de comunicación inalámbrica LAN (W-LAN)

Etapas de Implementación Primera Etapa: Intercambio de información crítica de

subestación con el centro de control a través de ICCP.

Segunda Etapa: Expansión de subestaciones eimplementación de sistemas de automatización desubestaciones (SAS)



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Unión de empresas de distribución geográficamente dispersas Mejorar calidad del servicio y rentabilidad por medio de

recolección de información en tiempo real y hacerla disponible

en donde se requiera Cumplir estándares de operación en tiempo real Desarrollar sistemas con una base tecnológica actualizada

evitando la obsolescencia prematura Finalización del proyecto, implementando inicialmente el

sistema de comunicación para probarlo primero



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de Subestaciones

Gateway de Subestación Opera independientemente del SCADA central (CCO) Realiza monitoreo local y funciones de control

D25 GATEWAY

ETHERNET11MBPS802.3

WIN DATA BASE(AI, DI, DO, CT)

SWITCH

PowerLink AdvantageSQL Server

printerprinter

WLANIEEE 802.11



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de SubestacionesComunicaciones Inalámbricas LAN Sistema inalámbrico

LAN inalámbrica con datos de campo escaneados por elSCADA

Capacidad de soporte de tráfico

Datos SCADA hasta 19,200 bps Imágenes de video desde subestaciones a sitios de

operación Tecnología Wi-Fi 802.11HR

Acceso libre (sin licencia) Radio Spread Spectrum

Ethernet 802.11b tecnología no propietaria: 11 Mbps, 52Mbps (en prueba)

Bajo costo si se compara con otras soluciones inalámbricas Rápido y fácil de instalar

Sistemas de Automatizaciónd b i


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de SubestacionesVisión General de Comunicaciones

Sistemas de Automatizaciónd S b i


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de SubestacionesAnillo de Fibra Óptica LAN

Interconecta la estación maestra con todos los SDCs/RDC LAN Fast Ethernet (100 Mbps) usando el protocolo DNP sobre

TCP/IP

Tipo de Datos Periodicidad Cantidad

Estado 2 segundos 11200

Análogos 10 segundos 4000

Acumulador 15 minutos 300

SOE - 6000

Mando remoto - 1000

Sistemas de Automatizaciónd S b i


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de SubestacionesCDS - Concentrador de Datos de Subestación

Arquitectura & Funcionalidad SDC

Módulo de procesamiento central (Programable C o C++) Hub LAN Ethernet y otro equipo conectado en red

Módulos DEI para interfaz DEI, conversión de protocolos y manejo deDEIs y dispositivos

Módulos I/O para manejo directo de puntos I/O Interfaces de comunicación serial

Hora y fecha sincronizados por la estación maestra basada en GPSpor medio del anillo de fibra òptica de 100 Mbps o una red IRIG-B

SDC = Substation Data Concentrator

Sistemas de Automatizaciónd S b t i


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Arquitectura & Funcionalidad SDC



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DEI Pass-Trough (Conexión Virtual) para soportar latransferencia de información desde y hacia los DEIs con laestación maestra

Software/firmware (diagnóstico, capacidad PLC, aplicaciones)

Almacenamiento de datos de perturbaciones del sistema depotencia

Almacenamiento de datos de calidad de potencia: armónicos,hundimientos, picos y otros, adquiridos desde los DEIs desubestación o desde entradas AC directamente sintransductores

SDC - Concentrador de Datosd S b t ió


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BackupSystem

DEIInterface

IE D s

Hub

PortablePC

PrimarySystem

SCADA/EMS Master Station

Other SDCs Other SDCs

Fiber Optic RingFast Ethernet (100 Mbps) DNP-TCP/IP LAN

Hub

CPM CPM CPM

I/O

I/O

Diagrama de bloques típico de Concentradorde datos de subestación SDC

Diagrama de bloques típico de Concentradorde datos redundante RDC

F.O. LAN Switch

I/O

I/O

DEIInterface

DEIInterface

IE D s

LEGENDSDC: Substation Data ConcentratorRDC: Redundant Data ConcetratorCPM: Central Processor ModuleDEI: Intelligent Electronic DeviceI/O: Direct Input /Output

LANs

Local User Interface

de Subestación



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de SubestaciónInterfaz local de usuario RDC: Redundant Data Concetrator

Visualiza los datos de subestaciones y realiza maniobras yotras acciones de control desde una subestación especifica

Intuitiva, diseño fácil de usar, de manera que las personasque raramente usan el RDC pueden usar el sistemaefectivamente sin confusión

Menú para selección de las funciones usadas comúnmente

Minimiza la escritura necesaria para acceder a despliegues einformación



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de SubestaciónSistemas de prueba (PCs portátiles)

Usados localmente en SDC/RDC bajo prueba o remotamentepor medio del anillo de fibra óptica

Verifican la operación adecuada, solución de problemas,reconfiguran y establecen parámetros operativos para elSDC/RDC

Monitorean comunicaciones por medio de la selección de flujosde datos específicos desde y hacia un SDC/RDC

Usados también como un UI local no permanente en lasubestación

Sistemas de automatización


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Profibus IEC

IEC 870-5

DIGSI 4

Programmingsoftware

IEC 870-5

Station Controler

Protection Devices and Systems Power Quality

de subestaciones



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de Subestaciones

El futuro en la Comunicación se basa en IEC61850

¿Por qué IEC 61850?


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A nivel mundial hay más de 500 protocolos que se utilizan

en automatización de subestaciones

q

proprietary

proprietary

proprietary

proprietary

Objetivo de IEC 61850


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j

Garantizar interoperabilidad entre DEIs de un SAS.

Desarrolla un modelo de datos que recoge toda la informaciónnecesaria en un SAS, de modo que todos los DEIs que cumplencon la norma organicen su información según el mismo modelode datos.

La interoperabilidad no garantiza la intercambiabilidad: lasfuncionalidades para las que está preparado cada dispositivo noestán estandarizadas.

Entre la gran variedad de servicios de comunicación que ofrece,hay algunos relacionados con mensajes especiales, como avisode ocurrencia de evento automático o envío de valoresinstantáneos de medidas analógicas (apartados 9-1 y 9-2).

IEC 61850Estructura del estándar Ed 1


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Estructura del estándar Ed. 1

IEC 61850Estructura del estándar Ed 2


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Estructura del estándar Ed. 2

IEC 61850


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Ingeniería de intercambio de datos

GOOSE: Generic Object-Oriented StatisticsEnvironment

SCL: Substation Configuration Language LN: Logical Nodes SV: Sampled values

IEC 61850Campos de aplicación hoy


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Campos de aplicación hoy

IEC 60870-5-

101 /-104

IEC 61850 (Ethernet)

Protección & Control

Firewall

Router

Interfaz de proceso Hard-wire

IEC 61850 Station Bus

DEI DEI

Centro de Control

Servicio

Remoto y

Diagnósticos

Arquitectura de subestaciónIEC 61850


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IEC 61850

MU = Merging Unit

MU

PT1

MU

PT2 CT2

MU

OpticalPT

OpticalCT

Relay Relay Relay

I/O I/O I/O

Station Bus

-

Process Bus

Clk1 Clk2

Network

MU

OpticalCT

MU MU

DEI DEI DEI

MU PublishesV/I StatusDatasets

Relay(s)Subscribe toDatasets

10/100/1000 MB Ethernet

.1/1/10GB Ethernet

Clk1 Clk2

RemoteAccess

Network



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IEC 61850

Digitalización de señales estandar IEC 61850

GOMSFE: Generic Object Models for Substationand Feeder Equipment

Bus de proceso (Sustituye al sistema decableado): Equipos primarios con interfaz ethernet Merging Units (MU): Interfaz digital entre los

niveles de proceso y de bahía. Implementanlos nodos lógicos TCTR y TVTR

Arquitectura de comunicaciones



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IEC 61850

GOMSFE(Generic Object Models For Substation And Feeder Equipment )

IEC 61850: La comunicacióncon Ethernet e IP


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Network Time Protocol SNTP

Switch

RJ45

Priority Tagging

Rapid Spanning Tree ProtocolIEEE 802.1aq

con Ethernet e IP

Network Management Protocol SNMP

IEC 61850Estructura de Datos


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Estructura de Datos

La idea detrás de IEC 61850:El Nodo Lógico


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Funciones Básicas(Protección, p.e.)

Datos de

Entrada Datos de

Salida

Datos deconfiguración

Concepto de un nodo lógico

Funciones específicas siguen siendo del vendedor

Intercambio de datos se normaliza

El Nodo Lógico

IEC 61850


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Modela diferentes componentes de subestación y la formaen que pueden mapearse a un protocolo específico.

El modelo de información comprende nodos lógicos LNs,información y atributos de la información.

Los nombres de los LNs y de la información definen elsignificado estandarizado o la semántica de los dispositivosde la subestación.

IEC 61850-7-4 define 90 LNs:

XCBRDesigna elinterruptor

PDISDesigna laprotección

de distancia

MMXUDesigna

medicionesoperativas

IEC 61850Nodos lógicos mas comunes


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Nodos lógicos mas comunes

IEC 61850LN Protección


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LN Protección

Time Overcurrent (PTOC)Protección de sobrecorriente de tiempo inverso ysobrecorriente direccional de tiempo inverso. Supervisa y controla los parámetros de las protecciones

descritas, desde el cliente.

Toma información del LN TCTR y envía comando dedisparo al XCBR de acuerdo a las funciones definidaspor el fabricante y a los ajustes establecidos por elcliente o por configuración manual.

Cuenta con atributos como: Arranque, Operación,

Curva, Dial y direccionalidad, entre otros. Los únicos ajustes obligatorios por la norma sonarranque y operación; por lo que puede habervariaciones entre fabricantes para la disponibilidad deotros atributos.



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LN Protección



151/154

LN Protección



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LN Protección

Dispositivo de Protección y Control de Alimentador

Descripción Tradicional


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2567N

50NS51NS

50BF

7951N 50N

87N

51Q

50FA

32P 32Q27

5959N

67

50P51P49 46

81m81M

78

50Q

52

Dispositivo de Protección y Control de Alimentador

Ajustes 50P (Inst. de fase)Permiso SI / NO

Arranque 0,5-150 A (Paso de 0,01 A)

Señales Digitales (I/O)

Arranque instantáneo fase A Arranque instantáneo fase B

…

Bloqueo de Disparo Un. Instantánea

…

Interruptor Posición (Abierto / Cerrado)

Mandos de Abrir / Cerrar

Alarmas…

ó ú f

Descripción IEC 61850


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Nodos Lógicos: núcleo de las funciones

Ajustes 50P (Inst. de fase)

Permiso SI / NO

Arranque 0,5-150 A (Paso de 0,01 A)

Señales Digitales (I/O) Arranque instantáneo fase A

Arranque instantáneo fase B

…

Bloqueo de Disparo Un. Instantánea

…

COMMON DATA CLASS

INC Controllable Integer Status

ACD Directional Activate Protection

sistemas automatizacion subestaciones

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